PERBANDINGAN METODE RISK BASED INSPECTION

Transkripsi

1 PERBANDINGAN METODE RISK BASED INSPECTION DAN TIME BASED INSPECTION DARI SISI FINANSIAL PADA INDUSTRI MIGAS DI INDONESIA Comparation Risk Based Inspection and Time Based Inspection Method From Financial View for Oil and Gas Industry in Indonesia Christy Sicilia 1) dan I Ketut Gunarta 2) 1) Program Magister Manajemen Teknologi, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Jalan Raya ITS, SukoliloCokroaminoto 12A, Surabaya, Jawa Timur, , Indonesia cchristy.sicilia@gmail.com 2) JurusanTeknik Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Jalan ITS Sukolilo Surabaya, Jawa Timur, , Indonesia Ik.gunarta@gmail.com Formatted: Superscript Formatted: Indent: Left: 0.5", No bullets or numbering Formatted: Indent: Left: 0.5" ABSTRAK Inspeksi adalah salah satu faktor yang sangat penting dalam pengoperasian sebuah Plant, namun di sisi lain inspeksi jugayang membutuhkan biaya dan sumber daya manusia yangsumber daya dan biaya yang tidak sedikit. Pemilihan metode inspeksi yang tepat, sangat berguna dengan tujuan utamabermanfaat untuk meminimalkan penggunaan sumber daya dan biaya inspeksi dengan tanpa mengurangi kehandalan sebuah Plant. Tujuan penelitian ini adalah untuk mendapatkan informasi tentang metode inspeksi yang lebih efektif dan efisien untuk diterapkan antara Risk Based Inspection (RBI) atau Time Based Inspection (TBI) dengan menggunakan prinsip NPV (Net Present Value)metode penilaian keuangan (financial valuation). RBI adalah sebuah metode yang menggunakan resiko sebagai dasar untuk mengatur interval program inspeksi,. Sedangkan sementara Peraturan Pemerintah mengharuskan inspeksi dilakukan menggunakan acuan TBI. Penelitian ini dilakukan di salah satu perusahaan migas di Indonesia, dan memberikan hasil bahwa metode RBI memberikan keuntungan NPVnilai tambah lebih besar sebesar 48% dibandingkan dengan metode TBI. Oleh karena biaya inspeksi merupakan biaya operasional yang termasuk kedalam komponen cost recovery, maka penurunan biaya inspeksi pada perusahaan Migas, otomatis akan menurunkan beban biaya tahunan pemerintah. Dari Berdasarkan hasil penelitian ini, metode RBI layak dipertimbangkan untuk dimasukkan kedalam Peraturan Pemerintah agar dapat memberikan kontribusi finansial lebih tinggi.manfaat ekonomi yang lebih tinggi bagi Negara. Kata kunci: Risk Based Inspection (RBI), Time Based Inspection (TBI), Net Present Value (NPV), Migas, Cost Recovery. PENDAHULUAN Pengelolaan Migas di Indonesia menggunakan prinsip KKKS, dimana Pemerintah Indonesia membagi hasil produksi bersih menurut suatu persentase tertentu. Hasil produksi bersih merupakan selisih antara hasil penjualan produksi migas ( lifting) dengan biaya pokok atau biaya operasinya. Pada hakikatnya, biaya operasi yang timbul dalam pelaksanaan kontrak KKKS akan diganti atau ditanggung oleh pemerintah. Penggantian biaya operasi (termasuk Formatted: Font: Bold, Adjust space between Latin and Asian text, Adjust space between Asian text and numbers B-11-1

2 didalamnya biaya maintenance) oleh Pemerintah tersebut dalam perhitungan bagi hasil disebut sebagai Cost Recovery. Keikutsertaan pemerintah melalui Ditjen Migas dalam bidang penjaminan keselamatan kerja, pembinaan, dan pengawasan usaha hulu industri MIGAS tertuang dalam dalam beberapa Peraturan Pemerintah antara lain: 1. Peraturan Menteri Nomor: PerMen-PE-No.06 P0746M.PE.1991, tentang Pemeriksaan keselamatan kerja atas instalasi, peralatan dan Teknik yang dipergunakan dalam pertambangan minyak dan gas bumi. 2. Keputusan Ditjen MIGAS Nomor: 84.K/38/DJM/1998, tentang Pedoman dan Tata Cara Pemeriksaan Keselamatan Kerja atas Instalasi, Peralatan dan Teknik yang Dipergunakan Dalam Usaha Pertambangan Minyak dan Gas Bumi dan Penguasaan Sumber Daya Panas Bumi. Peraturan ini secara langsung menyebutkan bahwa keterlibatan langsung Pemerintah Indonesia dalam penjaminan keselamatan kerja bersifat periodik, atau biasa disebut Periodical Inspection/Calender Based/Time Based Inspection yang memiliki periode 1 3 tahun sesuai dengan jenis peralatan. Sebagai perbandingan, di beberapa negara maju lain seperti Amerika Serikat dan Inggris, peraturan metode Risk Based Inspection didalam industri migas telah diberlakukan lebih dahulu, sehingga metode Time Based Inspection telah ditinggalkan dikarenakan kurang efektifnya metode ini. Pada metode RBI terjadi kompromi antara finansial, bahaya dan resiko yang terjadi pada sebuah peralatan proses dalam sebuah plant. Tingkat resiko diprioritaskan dengan sistematis sehingga program inspeksi dapat difokuskan pada peralatan yang memiliki resiko lebih tinggi, sebaliknya jika tidak terlalu tinggi maka dapat disesuaikan, sehingga dapat menghemat biaya dan sumberdaya. Secara umum keuntungan secara ekonomi yang didapat setelah penerapan RBI oleh negara tersebut adalah: a. Berkurangnya frekuensi inspeksi yang berdampak pada berkurangnya jumlah manhours yang diperlukan untuk melakukan inspeksi. b. Berkurangnya biaya inspeksi Berdasarkan latar belakang tersebut, maka metode RBI dipandang perlu diterapkan dan diatur dalam sebuah Peraturan Pemerintah Indonesia yang keuntungan ekonomisnya akan langsung dapat dirasakan melalui turunnya biaya inspeksi dan perawatan tahunan, serta lebih jauh akan menurunkan beban cost recovery tahunan yang harus dikeluarkan oleh Pemerintah Indonesia didalam menjalankan operasi minyak dan gas bumi. Dalam penelitian ini ruang lingkup masalah yang akan dibahas dibatasi agar sesuai dengan tujuannya. Batasan dalam penelitian ini adalah: a. Analisis hanya didasarkan dari sisi finansial b. Jenis Peralatan yang akan di analisa dibatasi pada peralatan pipeline c. Konsekuensi biaya akibat probability kegagalan dari peralatan yang diharuskan memiliki interval inspeksi kurang dari interval Time Based Inspection (3 tahun) akan diasumsikan berdasarkan terhentinya laju alir produksi yang berada didalamnya. METODE Financial valuation digunakan untuk menentukan kedua metode inspeksi yang lebih efektif dan efisien untuk diterapkan. Metode yang digunakan adalah dengan membandingkan NPV (Net Present Value) selama periode 12 tahun. Formatted: Indent: First line: 0.5", Line spacing: Multiple 0.97 li Formatted: Indent: Left: 0", Line spacing: Multiple 0.97 li Formatted: Indent: First line: 0.5", Line spacing: Multiple 0.97 li Formatted: Indent: First line: 0", Line spacing: Multiple 0.97 li B-11-2

3 Definisi Net Present Value (NPV) adalah 1 : Sum of the present values (PVs) of incoming and outgoing cash flows over a period of time. minus initial cash outflow. Secara persamaan matematis dapat dituliskan sebagai berikut: (1) Dimana: CF : Net Cash Flow pada tahun ke-(n), dapat berupa income maupun outcome ICO : Initial Cash Flow, Biaya capital di awal Proyek i : Tingkat suku bunga a. Adapun diagram penelitian yang dilakukan sebagai berikut: Pengumpulan data awal Formatted: Normal, Left, Line spacing: single, No bullets, Adjust space between Latin and Asian text, Adjust space between Asian text and numbers Formatted: Centered Data hasil RBI Pipeline Perusahaan sebagai referensi inspeksi Data hasil inspeksi Pipeline sebelumnya Penentuan frekuensi interval inspeksi berdasarkan hasil RBI 3 3 Interval inspeksi didasarkan dari Peraturan Pemerintah Menghitung biaya inspeksi RBI pipa Menghitung biaya kapital pembuatan prorgam RBI 4 Menghitung biaya inspeksi pipa TBI per 3 Tahun Menghitung asumsi failure TBI untuk interval < 3 Tahun Analisis menggunakan metode Ekonomi Teknik NPV (Net Present Value) untuk kurun waktu Analisis menggunakan metode Ekonomi Teknik NPV (Net Present Value) untuk kurun waktu Membandingkan hasil kedua analisis yang lebih efisien Membuat Kesimpulan atas hasil analisis yang didapatkan 7 Gambar 1. Diagram alir penelitian Pengumpulan Data Awal Tahap ini adalah tahapan dalam pengumpulan data sekunder sebagai bahan untuk memulai penelitian, seperti: 1. Regulasi Pemerintah Republik Indonesia berkaitan dengan ketentuan inspeksi di industri hulu migas 2. Harga kontrak jasa inspeksi pipeline yang masih berlaku 1 Definisi NPV (Net Present Value) Berdasarkan: Berk, Johnathan; DeMarzo, Peter; Stangeland, David (2015). Corporate Finance (3rd Canadian ed.). Toronto: Pearson Canada. p. 64. B-11-3

4 3. Jurnal nasional maupun internasional yang berkaitan dengan penerapan RBI pada industi migas 4. Teori dasar ekonomi teknik yang digunakan untuk analisis Data Referensi Data yang digunakan untuk menentukan biaya Risk Based adalah data RBI Perusahaan yang dibuat bersama oleh tim ahli Perusahaan dan sebuah Service Company yang bergerak di bidang RBI. Sedangkan untuk Time based, digunakan data hasil inspeksi tahun sebelumnya dalam bentuk spreadsheet. B-11-4

5 Penentuan Interval Inspeksi Interval inspeksi mengacu pada output program RBI pipeline yang dikembangkan oleh Perusahaan, di dalam proses pembuatannya terdapat sejumlah parameter yang mengacu pada API-580 tentang Risk Based Inspection. Parameter dan input data tersebut pada akhirnya akan menentukan pipeline tersebut masuk kedalam klasifikasi ranking resiko tinggi, medium, atau rendah. Secara singkat, program tersebut akan membuat iterasi berdasarkan Probability of Failure (POF) yang diprediksikan akan memiliki kemungkinan paling besar untuk terjadi, ditambah dengan hasil inspeksi terakhir (jika ada) sebagai validat or, kemudian memproyeksikannya dalam bentuk interval inspeksi yang paling optimal serta menentukan ruang lingkup inspeksi yang diperlukan untuk masing-masing pipeline. Untuk interval TBI, ditentukan dari Regulasi Pemerintah, yaitu setiap 3 tahun sekali, melalui: 1. Peraturan Menteri PerMen-PE-No.06 P0746M.PE Keputusan Ditjen MIGAS Nomor: 84.K/38/DJM/1998 Perhitungan Biaya Inspeksi Perhitungan biaya didasarkan pada kontrak jasa inspeksi teknis yang berlaku. Oleh karena periode kontrak dibatasi per 3 tahun, maka untuk periode kontrak 3 tahun berikutnya yang belum dilalui, penulis menggunakan asumsi kenaikan harga 10%. Jenis biaya inspeksi yang digunakan adalah: 1. Biaya inspeksi smart pigging 2. Biaya inspeksi tingkat efektifitas cathodic protection pipeline onshore dengan test point reading 3. Biaya inspeksi tingkat efektifitas cathodic protection pipeline offshore dengan reading underwater anode Perhitungan Biaya RBI Untuk perhitungan keseluruhan biaya RBI, komponen biaya tahun ke-(n) (A) harus ditambahkan Capital Cost untuk pembuatan program itu sendiri (B), sehingga biaya pengeluaran seluruhnya untuk metode RBI adalah penjumlahan (A) dan (B). Perhitungan Biaya TBI Untuk perhitungan biaya Time based method didapatkan dengan cara mengalikan biaya inspeksi tiap pipeline dengan jumlah seluruhnya, dan hasil tersebut dijumlahkan setiap 3 tahun sekali sesuai regulasi pemerintah (C). Konsekuensi biaya akibat probability kegagalan dari peralatan yang diharuskan memiliki interval inspeksi kurang dari interval Time Based Inspection (3 tahun) akan diasumsikan berdasarkan terhentinya laju alir produksi yang berada didalamnya (D). Sehingga biaya pengeluaran seluruhnya untuk metode TBI adalah penjumlahan (C) dan (D). Analisis Kedua Metode Menggunakan Teori NPV Setelah didapatkan hasil perhitungan dari masing-masing kedua metode tersebut, tahap berikutnya adalah membandingkannya dengan metode NPV ( Net Present Value) untuk periode inspeksi antara tahun 2010 hingga Perhitungan NPV untuk RBI: Untuk mendapatkan NPV metode RBI adalah dengan menjumlahkan biaya pengeluaran pada tahun ke-(n) berdasarkan interval RBI ditambah biaya pembuatan program itu sendiri. Oleh karena yang diperhitungkan disini seluruhnya adalah biaya pengeluaran, maka nilai CF dan RBI semuanya akan bernilai negatif, sehingga persamaan NPV nya dapat didefinisikan sebagai berikut: Formatted: Indent: Left: 0", Hanging: 0.6", Space Before: 0 pt, Line spacing: Multiple 0.97 li Formatted: Indent: Left: 0", Hanging: 0.6", Space Before: 0 pt, Line spacing: Multiple 0.97 li Formatted: Indent: Left: 0", Hanging: 0.6", Space Before: 0 pt, Line spacing: Multiple 0.97 li B-11-5

6 .(2) Dimana: RBI 0 : Biaya awal pembuatan program RBI (Bernilai negatif) CF RBI : Biaya inspeksi tahun ke-(n) berdasarkan RBI (Bernilai negatif) i : Tingkat suku bunga saat dilakukannya inspeksi RBI Perhitungan NPV untuk TBI: Untuk mendapatkan NPV metode TBI adalah dengan menjumlahkan biaya pengeluaran setiap 3 tahun berdasarkan aturan Pemerintah ditambah konsekuensi biaya akibat (probability) kegagalan untuk peralatan yang diharuskan memiliki interval inspeksi kurang dari interval TBI (3 tahun). Besarnya nilai probability kegagalan tersebut akan diasumsikan berdasarkan terhentinya laju alir produksi yang berada didalamnya. Oleh karena yang diperhitungkan disini seluruhnya adalah biaya pengeluaran, maka nilai CF dan TBI failure semuanya akan bernilai negatif, sehingga persamaan NPV nya dapat didefinisikan sebagai berikut: Formatted: Indent: First line: 0", Line spacing: Multiple 0.97 li Formatted: Indent: Left: 0", Hanging: 0.6", Space Before: 0 pt, Line spacing: Multiple 0.97 li Dimana: TBI Fail CF TBI I.(3) : Asumsi biaya keluar akibat probability kegagalan sebelum siklus inspeksi 3 tahunan (Bernilai negatif) : Biaya inspeksi TBI setiap 3 tahun sekali : Tingkat suku bunga pada tahun dilaksanakannya inspeksi TBI Analisis Hasil Perbandingan dan Kesimpulan Tahap akhir dari penelitian ini adalah mendapatkan kesimpulan yang dapat menjawab tujuan penelitian ini, yaitu untuk menentukan biaya inspeksi yang lebih efektif dan efisien di antara metode Risk Based atau Time Based untuk diterapkan pada industri migas. Oleh karena tidak ada arus kas masuk yang akan diterima selama jangka waktu inspeksi, maka hasil perhitungan NPV untuk kedua metode diatas akan bernilai negatif ( -). Metode yang lebih baik secara finansial adalah metode yang memberikan hasil nilai NPV yang bernilai negatif paling rendah. HASIL DAN PEMBAHASAN Perhitungan Biaya RBI Smart Pigging Total biaya inspeksi smart pigging berdasarkan RBI pada tahun ke-n dapat dilihat pada Tabel 1 dibawah ini: Formatted: Font: Bold Formatted: Centered, Line spacing: Multiple 0.97 li, No bullets B-11-6

7 Tabel 1 Ringkasan Biaya Inspeksi Smart Pigging Tahun ke-n Risk Ranking Risk-1 252, , , , , , , , , , , , ,953 Risk-2 435, , , , , , ,884 Risk-3 378, , , , ,430 Risk-4 1,096, ,205, ,326, ,458, ,604,654 Risk-5 3,053, ,358, ,694, ,469,897 Risk-6 6,181, ,799, ,226, Risk-7;8;10 8,165, ,867, Biaya Tahunan RBI 19,560, , ,000 1,898,600 4,114,000 7,076,300 2,614, ,920 4,525,400 13,164,921 9,141, ,412 7,633,817 Perhitungan Biaya RBI Proteksi Katodik Lepas Pantai Total biaya inspeksi proteksi katodik pipeline lepas pantai berdasarkan RBI pada tahun ke-n dapat dilihat pada Tabel 2 dibawah ini: Tabel 2 Ringkasan Biaya Inspeksi Proteksi Katodik Lepas Pantai Tahun Ke-n Risk Ranking Risk Risk Risk Risk-4 1, , , , ,196 Risk-5 5, , , , ,467 Risk-6 14, , , Risk-7;8;10 21, , Biaya Tahunan RBI 44,100 1,500 1,500 8,910 1,650 17,490 9,801 1,815 1,815 39,531 21,163 1,997 11,859 Perhitungan Biaya RBI Proteksi Katodik Darat Total biaya inspeksi proteksi katodik pipeline darat berdasarkan RBI pada tahun ke-n dapat dilihat pada Tabel 3 dibawah ini: Tabel 3 Ringkasan Biaya Inspeksi Proteksi Katodik Darat Tahun Ke-n Risk Ranking Risk-1 1,100 1,100 1,100 1,210 1,210 1,210 1,331 1,331 1,331 1,464 1,464 1,464 1,611 Risk-2 1,100 1,100 1,100 1,210 1,210 1,210 1,331 1,331 1,331 1,464 1,464 1,464 1,611 Risk-3 1,100 1,100 1,100 1,210 1,210 1,210 1,331 1,331 1,331 1,464 1,464 1,464 1,611 Risk-4 1, , , , ,611 Risk-5 7, , , , ,274 Risk-6 5, , , Risk-7 2, , Biaya Tahunan RBI 19,800 3,300 3,300 13,310 3,630 9,680 14,641 3,993 6,655 16,105 11,713 4,392 17,716 Perhitungan Biaya RBI Keseluruhan Dengan menggabungkan Tabel 1, Tabel 2, dan Tabel 3, maka akan didapatkan total biaya RBI pipeline pada tahun ke-n selama periode tahun 2010 hingga tahun 2022, seperti terlihat didalam Tabel 4 dibawah ini: Tabel 4 Total Biaya RBI Pipeline Dari Tahun 2010 Hingga 2022 Biaya Inspeksi RBI Tahun ke-n (Dalam US Dollar) Pekerjaan Inspeksi Smart Pigging 19,560, , ,000 1,898,600 4,114,000 7,076,300 2,614, ,920 4,525,400 13,164,921 9,141, ,412 7,633,817 Test point CP - Onshore 19,800 3,300 3,300 13,310 3,630 9,680 14,641 3,993 6,655 16,105 11,713 4,392 17,716 Anode reading - Offshore 44,100 1,500 1,500 8,910 1,650 17,490 9,801 1,815 1,815 39,531 21,163 1,997 11,859 Biaya Tahun ke-n 19,623, , ,800 1,920,820 4,119,280 7,103,470 2,639, ,728 4,533,870 13,220,557 9,174, ,801 7,663,392 Perhitungan Biaya TBI untuk Smart Pigging Karena ukuran pipeline mempengaruhi besarnya biaya inspeksi smart pigging, maka populasi pipeline harus di-segregasikan menurut ukuran dan populasi masing-masing. Hasilnya dapat dilihat pada Tabel 5 dibawah ini: Formatted: Font: 11 pt, Italic Formatted: Centered, No bullets Formatted: Centered, No bullets Formatted: Centered, No bullets Formatted: Centered, Indent: Left: 0", No bullets B-11-7

8 Tabel 5 Biaya Inspeksi Smart Pigging Per 3-Tahunan Untuk Seluruh pipeline Ukuran Pipa Jumlah Pipa 4" 33 3,234,000 3,557,400 3,913,140 4,304,454 4,734,899 6" 25 2,550,000 2,805,000 3,085,500 3,394,050 3,733,455 8" 39 4,134,000 4,547,400 5,002,140 5,502,354 6,052,589 10" 10 1,190,000 1,309,000 1,439,900 1,583,890 1,742,279 12" 43 5,418,000 5,959,800 6,555,780 7,211,358 7,932,494 16" 6 972,000 1,069,200 1,176,120 1,293,732 1,423,105 18" 5 915,000 1,006,500 1,107,150 1,217,865 1,339,652 24" 1 262, , , , ,594 30" 3 885, ,500 1,070,850 1,177,935 1,295,729 Biaya Per 3-Tahunan ,560, ,516, ,667, ,034, ,637,796 Perhitungan Biaya TBI untuk Inspeksi Proteksi Katodik Pipeline Lepas Pantai Jumlah pipeline lepas pantai adalah 147, sehingga biaya inspeksi proteksi katodik lepas pantai per 3-tahunan dapat dilihat pada Tabel 6 dibawah ini: Tabel 6 Biaya Inspeksi Proteksi Katodik Pipeline Lepas Pantai per 3 tahunan Harga Kontrak Biaya Inspeksi offshore (147 pipeline) 44,100 48, , , ,567 Perhitungan Biaya TBI untuk Inspeksi Proteksi Katodik Pipeline Darat Jumlah pipeline darat adalah 18, sehingga biaya inspeksi proteksi katodik darat per 3- tahunan dapat dilihat pada Tabel 7 dibawah ini: Tabel 7 Biaya Inspeksi Proteksi Katodik Pipeline Darat Per 3 Tahunan Harga Kontrak 1,100 1,210 1,331 1,464 1,611 Biaya Inspeksi onshore (18 pipeline) 19, , , , ,989 Perhitungan Biaya TBI Keseluruhan Dengan menggabungkan Tabel 5, Tabel 6, dan Tabel 7, maka akan didapat biaya TBI pipeline secara keseluruhan untuk periode tahun 2010 hingga 2022, seperti terlihat pada Tabel 8 dibawah ini: Tabel 8 Biaya 3 Tahunan TBI pipeline Dari Tahun 2010 Hingga 2022 Pekerjaan Inspeksi Biaya Inspeksi Tahun ke-n (US-Dollar) Smart Pigging 19,560, ,516, ,667, ,034, ,637,796 Proteksi katodik - Offshore 44, , , , ,567 Proteksi katodik - Onshore 19, , , , ,989 Biaya Inspeksi Per 3-Tahun 19,623, ,586, ,744, ,119, ,731,352 Analisa hasil perhitungan dengan NPV Untuk menghitung NPV kedua metode inspeksi, digunakan tingkat suku bunga BI sebesar 7.5% 2. Perhitungan NPV metode RBI Rumus untuk menghitung NPV RBI dapat dilihat pada rumus Nomor (2) diatas, sehingga jika dimasukkan dalam persamaan NPV, menjadi: 2 Berdasarkan data pada situs Bank Indonesia tanggal 07 Desember 2015, No bullets Formatted: Font: 11 pt, Italic, No bullets, Italic, No bullets Formatted: Indent: Left: 0", Line spacing: single, No bullets Formatted: Font: (Default) Times New Roman, 12 pt, Check spelling and grammar, No bullets Formatted: Indent: First line: 0.25", Line spacing: single B-11-8

9 Tabel 9. Hasil Perhitungan Metode NPV RBI Biaya Inspeksi Tahun ke-n (US-Dollar) CF RBI -19,623, , ,800-1,920,820-4,119,280-7,103,470-2,639, ,728-4,533,870-13,220,557-9,174, ,801-7,663,392 (1 + i) RBI CF RBI / (1+i) RBI -19,623, , ,637-1,546,184-3,084,519-4,947,983-1,710, ,293-2,542,151-6,895,624-4,451, ,269-3,217,507 = [(-19,623,900) + (-238,884) + (-598,637) + (-1,546,184) + (-3,084,519) + (-4,947,983) + (-1,710,134) + (-187,293) + (-2,542,151) + (-6,895,624) + (-4,451,258) + (-3,217,507) ] + (- 202,995) = (- 49,198,344) + (-202,995) = - 49,401,339 Perhitungan NPV metode TBI Rumus untuk menghitung NPV TBI dapat dilihat pada rumus Nomor (3 ) diatas, sehingga jika dimasukkan dalam persamaan NPV, menjadi: Tabel 10. Hasil Perhitungan Metode NPV TBI Biaya Inspeksi Tahun ke-n (US-Dollar) CF TBI -19,623, ,586, ,744, ,119, ,731,352 (1 + i) TBI CF TBI / (1+i) TBI -19,623, ,376, ,385, ,623, ,062,977 = [(-19,623,900) + (-17,376,112) + (-15,385,794) + (-13,623,453) + (-12,062,977)] + [(-5,025,00) + (-5,350,000) + (-2,750,000) + (-2,275,000) + (-1,825,000)] = (-78,072,236) + (-17,225,000) = -95,297,236 KESIMPULAN DAN SARAN Formatted: No Spacing,Gambar, Indent: First line: 0", Line spacing: single Formatted: Centered, Indent: Left: 0", Line spacing: single Formatted: Font: (Default) Times New Roman, 12 pt, Check spelling and grammar, No bullets Formatted: Subscript Formatted: No Spacing,Gambar, Left Formatted: Indent: Left: 0", Line spacing: single Formatted: Font: Bold Bila digambarkan dalam grafik, NPV RBI terletak lebih positif dibandingkan dengan NPV TBI, dengan demikian secara prinsip investasi, metode RBI untuk inspeksi pipeline di salah satu perusahaan migas Indonesia selama jangka waktu 12 tahun lebih menguntungkan dibandingkan dengan metode TBI setiap 3 tahun sekali yang saat ini diwajibkan oleh Pemerintah. B-11-9

10 NPV (-) 0 NPV (+) -$ 95,297,236 NPV TBI -$ 49,401,339 NPV RBI Gambar Grafik Letak Nilai NPV RBI dan NPV TBI Pipeline Penelitian ini didasarkan dari hasil RBI perusahaan yang menggunakan referensi risk matriks korporasi perusahaan ( worldwide) untuk men-segregasikan setiap pipeline kedalam resiko-nya masing-masing. Kekurangannya adalah pada kenyataannya karakteristik tiap unit bisnis di suatu negara berbeda dengan negara (regional) lainnya. Sebagai contoh unit bisnis perusahaan di GOM (Gulf of Mexico) yang beroperasi di laut dalam dan memiliki kapasitas produksi diatas 1 juta barrel crude oil setiap harinya, tentu akan berbeda jauh dengan unit bisnis di Indonesia dengan kapasitas produksi harian hanya sekitar 100,000 barrel. Bila menggunakan standar risk matriks yang sama, maka fasilitas produksi di GOM kebanyakan akan masuk pada risk ranking 1-2, karena jika terjadi kegagalan, maka dampak lost produksinya juga sangat tinggi. Sebaliknya untuk unit bisnis di Indonesia dampak lost produksi maksimal bahkan tidak akan menyentuh risk ranking-2. Untuk meningkatkan akurasi penentuan interval RBI yang berfungsi sebagai data utama penelitian ini, perlu dibuat suatu acuan risk matriks yang khusus diperuntukkan bagi Indonesia, dalam hal ini mungkin membutuhkan bantuan dari SKKMigas dan atau DitJen Migas untuk mem-fasilitasi pembuatannya. Dengan demikian acuan ini akan lebih akurat untuk diterapkan pada operasional migas yang ada, dalam hal kapasitas produksi, asset perusahaan, kondisi geografis, dan sebagainya. Setelah ditetapkan standar risk matriks untuk industri migas Indonesia, maka selanjutnya disarankan dilakukan validasi penelitian kembali di beberapa perusahaan migas sebagai sampling. Apabila tetap terbukti metode RBI lebih menguntungkan dibandingkan TBI yang saat ini diterapkan, maka sebaiknya diberikan rekomendasi kepada Pemerintah melalui kementerian ESDM agar memperbolehkan RBI untuk diterapkan sebagai metode inspeksi pipeline di semua perusahaan migas yang beroperasi di Indonesia, karena dampaknya akan menurunkan biaya cost recovery tahunan. DAFTAR PUSTAKA Ablit, Chris and J Speck.Experiences in Implementing Risk-Based Inspection an adoption of RBI Planning for Presure System (n.d), Middle East Nondestructive Testing Conference & Exhibition, November 27 30, 2005, Bahrain, Manama ASME B : Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbon and other Liquids, American Society of Mechanical Engineers. Formatted: Font: 12 pt Formatted: Heading 1 Formatted: Heading 1, Indent: Left: 0", Hanging: 0.5", Space After: 6 pt Formatted: Indent: Left: 0", Hanging: 0.5", Space After: 6 pt, Line spacing: single B-11-10

11 ASME B : Gas Transmission and Distributions Pipeline System, American Society of Mechanical Engineers John L. Tischuk, Economics of Risk Based Inspection Systems in Offshore Oil and Gas Production, publicated on Conferencia sobre Tecnologia de Equipamentos COTEQ, Salvador. August 19-21, Keputusan Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi Nomor 84.K/38/DJM/1998 Tentang Pedoman dan Tata Cara Pemeriksaan Keselamatan Kerja Atas Instalasi, Peralatan dan Teknik yang Dipergunakan Dalam Usaha Pertambangan Minyak dan Gas Bumi dan Pengusahaan Sumber Daya Panas Bumi. Leksono Edi & Karmawijata, Muhammad Iman Design and Development of Risk Based Inspection (RBI) System Application, International Conference on Risk Technology & Management, ITB, Bandung, March 20-21, 2007, Peraturan Menteri Pertambangan dan Energi Nomor 06.P/0746/M.PE/1991 Tentang Pemeriksaan Keselamatan Kerja Atas Instalasi, Peralatan, dan Teknik yang Dipergunakan Dalam Pertambangan Minyak dan Gas Bumi dan Pengusahaan Sumberdaya Panas BumiABSTRACT Formatted: Heading 1, Indent: Left: 0", Hanging: 0.5", Space After: 6 pt Formatted: Indent: Left: 0", Hanging: 0.5", Space After: 6 pt, Line spacing: single Inspection is the most important factor in Plant operation, however inspection also require significant man power allocation and cost. Selection of inspection program must be determined carefully in order to minimize inspection resource without compromising reliability of a Plant. This study aimed to obtain information about the methods of inspection which giving more effective and efficient to be implemented between Risk Based Inspection (RBI) or Time Based Inspection (TBI) using the principles of NPV (Net Pres ent Value). RBI is a method that uses risk as a basis to set the interval inspection program. While the Government Regulation requires that inspection have to be conducted using TBI method. This study was conducted in one of the oil and gas company in Indonesia, and the results showed that the RBI method was generated NPV benefit of 48% compared to the TBI method. Since inspection cost is part of operating costs that included in cost recovery components, reduction of the cost inspections in oil and gas company will automatically reduce annual cost of Government s budget. From this result, RBI is worth to be considered into Government Regulation in order to generate higher financial contribution. Keywords: Risk Based Inspection (RBI), Time Based Inspectio n (TBI) Net Present Value (NPV), Migas, Cost Recovery Formatted: Font: Not Italic B-11-11